¿Precio fijo o RDN? La planta de biogás en el primer semestre de 2022

Sí, en términos contables, el RDN resultó ganador: en el primer semestre de 2022, una planta de biogás que vendía electricidad a los precios del mercado del día siguiente obtuvo mayores ingresos que con un precio fijo. El precio medio del RDN fue de 660,0 zł/MWh frente a los 617,5 zł/MWh del FIT para una nueva instalación, y operar en las doce horas más caras del día elevó los ingresos a 779,6 zł/MWh (126 % del FIT), mientras que con un funcionamiento 3× se alcanzaron los 833,9 zł/MWh (135 % del FIT). Es la primera vez en la serie en la que ni siquiera se necesita flexibilidad para superar el FIT. Los crecientes precios del gas y la energía, y desde finales de febrero los efectos de la guerra en Ucrania, dispararon los precios mayoristas; la media mensual de junio fue de 860,6 zł/MWh.

Recordatorio del mecanismo

Los principios de apoyo (arts. 70a–70f de la Ley de Energías Renovables), los escenarios y los supuestos del modelo se describen en el primer análisis de la serie]. Los resultados del semestre anterior pueden consultarse en el análisis previo de la serie (segundo semestre de 2021)].

Precios de referencia y período de apoyo

Los reglamentos sobre precios de referencia de los años 2019–2021 se referían a un año natural («en 2019», «en 2020», «en 2021»), y no se publicó ningún reglamento para 2022 hasta julio. En el modelo para el primer semestre de 2022, se adoptan los últimos valores vigentes (de 2021: 650 zł/MWh para biogás agrícola hasta 500 kW, 590 zł/MWh para el tramo de 500 kW–1 MW), de ahí el FIT de 617,5 zł/MWh y el FIP de 531,0 zł/MWh. Una instalación de 2019, tras la revalorización acumulada (IPC de los años 2019–2021: 102,3; 103,4; 105,1), tiene un FIT de 686,5 zł/MWh. También hay un cambio en la ley: el texto refundido publicado el 30 de junio de 2022 (Dz.U. 2022 poz. 1378) establece en el art. 70f, apartado 1, el límite del 30 de junio de 2047 en lugar del 30 de junio de 2039 de los textos de 2020–2021. El período de apoyo sigue siendo de 15 años desde la primera venta. El texto de 2022 también incluye el art. 70f, apartado 3: para instalaciones de hasta 1 MW de biogás (incluido el agrícola) o energía hidroeléctrica, para las que se hayan emitido garantías de origen durante al menos 5 años, el período no podrá exceder de 17 años adicionales contados desde la primera generación de energía confirmada por una garantía de origen.

Cifras del semestre

El precio de la «instalación de 2019» corresponde al 95 % del precio de referencia de 2019 (617,5 zł/MWh) tras la revalorización acumulada con el IPC medio anual de los años 2019–2021 (art. 70e, apartado 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1).

Las medias mensuales oscilaron entre 532,3 zł/MWh (febrero) y 860,6 zł/MWh (junio). El mercado supera al FIT en enero, marzo, mayo y junio, mientras que en febrero (532,3 zł/MWh) y abril (577,4 zł/MWh) cae por debajo; en febrero, apenas supera el precio del FIP (531,0 zł/MWh).

Perfil diario: mínimo a las 3:00 (560,5 zł/MWh), máximo a las 19:00 (900,7 zł/MWh). El rango supera los 340 zł/MWh, por lo que el funcionamiento 2× añade 119,6 zł/MWh, y el 3×, hasta 173,9 zł/MWh respecto al funcionamiento continuo.

FIP y saldo positivo en la práctica

En el FIP, un resultado de 660,0 zł/MWh con funcionamiento continuo significa que el productor recibe únicamente ingresos del mercado, ya que el complemento es cero: las medias mensuales del RDN superaron los 531,0 zł/MWh, por lo que no hubo saldo negativo en términos mensuales. Sin embargo, sí se generó un saldo positivo. El art. 93, apartado 11 de la Ley de Energías Renovables establece que el saldo positivo se compensa con futuros saldos negativos; el apartado 12 indica que lo que no se compense al final del período de apoyo deberá ser reembolsado por el productor al operador de liquidación de energía renovable. Por tanto, el productor en el FIP no recibe una «prima por adelantado»: los beneficios de los meses caros quedan en la cuenta, pero el apoyo en futuros meses débiles se reducirá. La tabla incluye una simplificación: el saldo se calcula mensualmente, sin trasladar el saldo positivo a los siguientes períodos. El FIT no tiene este mecanismo por parte del productor: el vendedor paga una cantidad fija y se liquida con el operador por su cuenta.

¿Es suficiente un techo de doble membrana?

En el modelo, el funcionamiento «2×» implica que un grupo electrógeno con una potencia aumentada a aproximadamente 1,0 MW opera solo en las 12 horas más caras del día, y el «3×», que un grupo de aproximadamente 1,5 MW funciona en las 8 horas más caras; por tanto, la misma energía diaria (aproximadamente 10,96 MWh) se genera en menos tiempo, con mayor potencia. El biogás de la fermentación fluye durante todo el día (en el modelo, aproximadamente 216 Nm³/h, lo que resulta de una potencia de 0,5 MWel, una eficiencia eléctrica del 40 % y un contenido de metano del 53 %), por lo que el resto del día se destina al almacenamiento en el techo de doble membrana. Según el balance de gas en este semestre, la capacidad media necesaria es de 2 798 m³ para 2× (percentil 95: 3 629 m³) y de 3 772 m³ para 3× (4 839 m³). Un único techo de doble membrana con un diámetro de 26 m tiene, según la DLG, una capacidad de almacenamiento de gas de aproximadamente 2 500 m³ (se asume este supuesto también para las instalaciones polacas): en este semestre, cubre la demanda de 2× en el 37 % de los días, y la de 3× en el 4 % de los días. Dos techos, es decir, 5 000 m³, cubren en el modelo todos los días del semestre en ambas variantes (la demanda máxima no superó los 5 000 m³).

Cuánto se puede invertir en flexibilidad

La prima por operar en las horas caras asciende en este semestre a 119,6 zł/MWh para 2× y a 173,9 zł/MWh para 3× respecto al funcionamiento continuo. Anualizado (×2, supuesto), esto supone un excedente anual de 474 000 zł para 2× y de 690 000 zł para 3×; dividido por el coeficiente de cuota (amortización a 12 años, coste de capital del 10 % o 6 %), da un presupuesto para el grupo electrógeno adicional y el almacenamiento de gas del orden de 3 231 000–3 976 000 zł para 2× y de 4 700 000–5 783 000 zł para 3× (el valor inferior corresponde a un coste de capital del 10 %, y el superior, al 6 %). Los rangos de costes son supuestos, no ofertas: 500–800 €/kW de potencia adicional más 20–70 €/m³ de almacenamiento faltante, con un tipo de cambio de 4,3 zł/€, lo que da 1 101 000–1 810 000 zł para 2× y 2 259 000–3 823 000 zł para 3×. Conclusión contable: ambas variantes (2× y 3×) son rentables dentro de los rangos de costes asumidos. Esta misma ventaja del perfil de precios se da en el FIP y en el RDN puro, ya que proviene del mercado, no del apoyo; el FIT no la ofrece, puesto que paga lo mismo por cada hora.

Tercera opción: almacenamiento de energía

Un almacenamiento de 0,5 MW / 1 MWh, un ciclo al día, con una eficiencia del 85 %, añade 33,1 zł/MWh al funcionamiento continuo (ingresos de 693,1 zł/MWh). La media de las diferencias diarias entre el precio medio de las dos horas más caras y las dos más baratas del día es de 507,2 zł/MWh. El excedente anual asciende a 131 000 zł; con una amortización de 15 años, un mantenimiento del 2,5 % de la inversión anual y una degradación media de la capacidad del 2 % anual (supuestos), permite invertir en el almacenamiento entre 720 000 y 881 000 zł, es decir, 720–881 zł por kWh de capacidad. Los rangos de coste asumidos para el sistema son de 1 500–2 500 zł/kWh, y la conexión adicional, de 50 000–400 000 zł —son supuestos, ya que no hay precios consolidados en Polonia para esta escala—. Tras restar la conexión (50 000–400 000 zł) del presupuesto con un coste de capital del 6 %, el coste admisible del sistema oscila entre 481 y 831 zł/kWh; el almacenamiento no sería rentable con los supuestos de costes adoptados. El modelo omite las tarifas de distribución por consumo, el pago por capacidad y el mercado de balance, por lo que el resultado es más bien optimista.

Conclusiones para este semestre

• El RDN (660,0 zł/MWh) superó al FIT en 42,5 zł/MWh; con funcionamiento 2×, la ventaja aumenta a 162,1 zł/MWh.
• Para el productor en el FIP, el complemento desaparece, pero el saldo positivo se compensa con futuros saldos negativos, por lo que el resultado de la tabla es una simplificación.
• La flexibilidad aporta 119,6–173,9 zł/MWh: el presupuesto para el grupo electrógeno y el almacenamiento de gas (3 231 000–3 976 000 zł para 2×) cubre los rangos de costes (1 101 000–1 810 000 zł).
• Este único semestre no es suficiente para tomar una decisión a 15 años; los altos precios fueron consecuencia de la crisis en el mercado de combustibles.